تحقیق درباره بررسی مخازن

اختصاصی از زد فایل تحقیق درباره بررسی مخازن دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

لینک پرداخت و دانلود *پایین مطلب*

فرمت فایل:Word (قابل ویرایش و آماده پرینت)

 تعداد صفحه27

بخشی از فهرست مطالب

انواع مخازن ذخیره :

مخزن های سقف ثابت :

عواملی که در گزینش قطر و بلندی مخزن موثرند :

سقف های خزینه دار (Pontoon Type) :

مخزن های کروی و استوانه ای :

مشخصات عمومی مخازن تحت فشار :

مخزن های سقف شناور :

سقف های ماهیتابه ای شکل (Pan Type) :

ایمنی در مخازن ذخیره :

خصوصیات فنی مخازن تحت فشار :

سقف شناور :

رنگ مخزن ها :

خطر الکترسیته ساکن در مخزن :

روش‌های حرارتی ازدیاد برداشت از مخازن نفت

مکانیزم‌های تولید نفت در بازیافت حرارتی از مخزن

انواع روش‌های حرارتی ازدیاد برداشت

انواع تزریق به مخازن نفت

و اهمیت حفظ مخازن به روش تزریق

تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.

انواع تزریق به مخازن نفت و اهمیت حفظ مخازن به روش تزریق

تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.

مخازن :

اصطلاح عمومی مخزن را می توان از نظر ساختار به دو دسته کلی مخازن با اجزاء داخلی (مثل پوسته مبدل های حرارتی ، ظروف همزن دار ، برج تقطیر و ... ) و مخازن بدون اجزاء داخلی که تانک ها و درام ها می باشند ، محدود کرد . تفاوت تانک و درام در اندازه آنها می باشد که زمان اقامت یک جریان مداوم در درام از چند دقیقه تجاوز نمی کند ، در صورتیکه این زمان اقامت برای تانک ها به چندین ساعت می رسد . درام ها در خطوط فرآیند قبل یا بعد از دستگاه های فرآیندی استفاده می شوند که به عنوان مثال می توان به درام واقع در قبل ازکمپرسور ها اشاره کرد که قطرات مایع را از جریان گازی جدا می کنند. درام قبل از دیگ مانع از آن می شود که دستگاه در وضعیت خشک کار کند . درام پس از کمپرسور رفت و برگشتی ضربه آن را متعادل می کند . تانک ها مخازن بزرگتری هستند که می توان به تانک خوراک (Feed Tank) برج تقطیر ناپیوسته که ممکن است خوراک چندین روز را در خود نگهدارد و همینطور مخازنذخیره اشاره کرد .

مخازن از نظر کاربرد به 2 دسته مخازن ذخیره و تحت فشار تقسیم می شوند که هر کدام در موارد خاص فرآیندی مورد استفاده قرار می گیرند

دانلود مقاله کامل در مورد برنامه ریزی استراتژیک برای مدیریت مخازن نفت و گاز ایران

اختصاصی از زد فایل دانلود مقاله کامل در مورد برنامه ریزی استراتژیک برای مدیریت مخازن نفت و گاز ایران دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

لینک پرداخت و دانلود *پایین مطلب*
فرمت فایل:Word (قابل ویرایش و آماده پرینت)
تعداد صفحه: 122

برنامه ریزی استراتژیک برای مدیریت مخازن نفت و گاز ایران

مقدمه

ایران دارای یکی از بزرگ ترین ذخایر « نفت در جا »1 در دنیاست که حجم اولیه آن بیش از 450 میلیارد بشکه تخمین زده می­شود. از این مقدار حدود 400 میلیارد بشکه در مخزن « شکاف دار»2 و بقیه آن در مخازن « تک تخلخلی »3 قراردارند.

از این مجموعه بیش از 91 میلیارد بشکه نفت خام یعنی بیش از 20 درصد قابل برداشت است. به علاوه باید توجه داشت که متوسط بازیافت نفت خام از مخازن شکاف دار تا حدودی کمتر از مخازن تک تخلخلی با همان خصوصیات است.

هدف اصلی این نوشته بررسی بازیافت اقتصادی و قابل قبول نفت از این مخازن عظیم است. این امر نه­ تنها به سود کشور ایران است بلکه سایر کشورهای جهان نیز از آن منتفع می­شوند. برای بررسی این موضوع کلیدی لازم است هر یک از عوامل اصلی مهندسی مخازن نفت به شرح زیر مطالعه شوند.

• چرا ضریب بازیافت نفت از مخازن ایران در مقایسه با نقاط دیگر جهان پایین تر است؟
• موقعیت عملی بازیافت نفت از مخازن « تک تخلخلی » و « شکاف دار» ایران چگونه است؟
• مهم ترین عوامل اقتصادی بازیافت بیشتر نفت از مخازن ایران کدام­اند؟
• حداکثر برداشت از نفت در جا با در نظر گرفتن فرایند تولید اولیه و ثانویه به چه میزان است؟
• چگونه می­توان سرمایه گذاری لازم جهت تزریق گاز مورد نیاز به میزان 20 میلیارد پای مکعب در روز به مخازن نفتی را تامین کرد؟

برای بررسی ظرفیت­های ممکن بازیافت و استحصال نفت از مخازن کشف شده موجود، مطالعه گسترده مخازن نفت و گاز کشور چه در خشکی و چه در مناطق دریایی لازم به نظر می­رسد.

به منظور انجام این مطالعات به زمان، نیروی انسانی متخصص و حمایتهای مالی نیازمندیم. این کار لزوماً باید از طریق  «مدل سازی مفهومی »4 از تمام مخازن موجود کشور انجام گیرد. با انجام این روش می­توان کلیه مخازن نفت و گاز کشور را طی دوره زمانی قابل قبول و با هزینه معقول مطالعه نمود، و این در حالی است که از کیفیت کار نیز کاسته نخواهد شد.

قبل ورود به مباحث اصلی، بهتر از به طور اجمال فرق­های اساسی بین مخازن شکاف­دار و تک تخلخلی را بیان کنیم. تفاوتهای اصلی مخازن نفتی شکاف­دار و تک تخلخلی به شرح زیر خلاصه می­شود:

تعریف مخزن شکاف دار

مخزن شکاف دار مخزنی است که در ساختار آن شکستگی یا ترک وجود داشته باشد ضمن آن که این شکاف­ها شبکه­ای را ایجاد کنند. این شبکه می­تواند تمام یا بخشی از مخزن نفت را شامل شود. در ساختار این شبکه هر یک از سیال­ها می­توانند درون شبکه شکاف­ها از هر نقطه به نقطه دیگر جریان یابند. مثال­های بارز مخازن شکاف­دار در ایران به مفهوم کامل آن، مخازن نفتی هفتکل، گچساران و آغاجاری است. مخازن کرکوک در عراق و « کان ترل»5 در مکزیک از نمونه­های دیگر این مخازن به شمار می­روند. نمونه­های مخازن شکاف دار غیر کامل، مخازن بی بی حکمیه، بینک، مارون و اهواز است. به بیان دیگر، در مخازن مذکور وجود شبکه­ شکستگی­های نامنظم در مخزن، کل ساختار مخزن را شامل نمی­شود.

مخازن شکاف دار، مرکب از سنگهای شکسته با فضاهای کوچک خالی بین آنها است و این شکستگی­ها به صورت منظم و غیرمنظم تشکیل شده­اند. در این گونه مخازن « حفره­ها »6  و حتی غارهای بزرگ می­تواند نیز وجود داشته باشد. فواصل شکاف­های افقی معمولاً از مواد غیر قابل نفوذ پر شده­اند، در حالی که فواصل شکاف­های عمودی غالباً خالی هستند. بنابراین چنین مخازنی دارای دو گونه بریدگی است: یکی شکافها یا شکستگی­های باز و توخالی و دیگری لایه­های افقی نازک غیر قابل نفوذ.

« بلوک­های ماتریسی»7 بر حسب فاصله بین دو گسستگی تعریف می­شوند. این گسستگی­ها می­توانند فاصله بین دو لایه قابل نفوذ یا دو لایه غیر قابل نفوذ افقی و یا فاصله بین دو لایه قابل نفوذ و غیر قابل نفوذ باشند.

فرایند جا به جایی نفت با گاز یا با آب تحت « ریزش ثقلی»8

جا به جایی نفت چه در مخازن تک تخلخلی و چه در مخازن شکاف دار شبیه یکدیگر است9، هر چند که مکانیسم تزریق گاز یا آب در هر یک از این دو نوع مخزن با یکدیگر متفاوت است. به بیان دیگر، در مخازن شکاف­دار به علت نفوذ­پذیری کم سنگ مخزن، بخشی از گاز یا آب تزریقی وارد سنگ مخزن شده و بقیه گاز یا آب تزریقی به ناچار از طریق شکافها سنگ­های با نفوذ­پذیری کم را دور می­زند، در حالی که در مخازن تک تخلخلی، سیال تزریق شده از خلل و فرج به هم پیوسته عبور می­کند.

به هر حال جریان سیال تزریقی چه در مخازن تک تخلخلی و چه در مخازن شکاف­دار از قوانین خاص خود تبعیت می­کند، ولی سازوکار حاصل در هر دو حالت تقریباً یکسان است.

وجود شکستگی­های موجود در مخازن شکاف­دار در مقایسه با مخازن تک تخلخلی دارای ویژگیهای زیر است:

الف ـ  فرایند « ریزش ثقلی» و در مخازن شکاف­دار در مقایسه با مخازن تک تخلخلی سرعت نسبی بالاتری دارد. دلیل این امر آن است که نفوذپزیری بسیار پایین تر سنگ مخزن در مقایسه با نفوذپذیری شکافها موجب می­شود که سطح گاز و نفت در شکافها پایین تر از سطح آب و گاز در بلوک­های ماتریسی نفتی قرار گیرد. به ترتیبی مشابه می­توان گفت که سطح آب و نفت در شکافها از سطح آب و نفت در بلوکهای ماتریسی بالاتر است.

بر طبق آزمایشهای انجام شده در مخازن تک تخلخلی با نفوذپذیری مثلاً یک میلی دارسی، جریان « ریزش ثقلی» به زمان بسیار طولانی تری در مقایسه با مخازن شکاف­دار با همان نفوذپذیری نیاز دارد.

ب ـ در سیستم مخازن شکافدار، نفت تولید شده از سنگ مخزن، در فاصله­های دورتری از « چاه­های تولیدی » به دست می­آید. لذا به دلیل بهره­وری بالا در مخازن شکاف­دار، فاصله چاه­های تولیدی از یکدیگر به مراتب بیش از فواصل چاه
­های تک تخلخلی در نظر گرفته می­شود.

ج ـ وجود شکافها، به تفکیک گاز یا آب از نفت کمک می­کند. این امر باعث می­شود که میزان گاز اضافی  یا آب اضافی قابل تولید در ستون نفت، کمتر شده و بدین ترتیب انرژی مخزن با بازدهی بیشتری حفظ می­شود.

د ـ فرایند « همرفت حرارتی »10 در مخازن شکاف­دار موجب ایجاد نفت اشباع نشده در ستون نفتی می­شود، حتی هنگامی که فشار مخزن به پایین تر از نقطه اشباع برسد. این فرایند را اطلاحاً « کاهش فشار نقطه اشباع »11 می­نامند. در نتیجه تا وقتی که عملاً گازی در مخزن تزریق نمی­شود، آثار ریزش ثقلی افزایش می­یابد؛ در غیر این صورت گاز ایجاد شده در درون سنگ، نفوذپذیری سنگ را کاهش می­دهد.

ه ـ وجود شکاف­ها باعث یکنواخت تر شدن فشار آب یا گاز یا نفت در مخازن شکاف­دار می­شود، لذا سطوح آب و نفت یا گاز و نفت یکنواخت تر خواهد شد.

و ـ فرایند اشاعه « گاز در گاز »12 یا « نفت در نفت »13 و یا « گاز در نفت»14 موجب به تعادل رسیدن ترمودینامیکی هر چه سریع تر سیالات موجود در مخزن می­شود. به همین دلیل است که در جریان شبیه سازی این مخازن، فرایندهای «همرفت ـ اشاعه »15 را نمی­توان نادیده گرفت.

با توجه به مزیت­های فوق، مخازن شکاف­دار با نفوذپذیری کم را می­توان از نظر تجاری، با سرعت زیاد و هزینه­ها ی نسبتاً پایین تر از مخازن تک تخلخلی با همان مشخصات تخلیه کرد.

مخازن شکاف­دار دارای معایب زیر نیز هستند:

الف ـ وجود گسستگی ­های افقی باز یا بسته، تاثیر فرایند ریزش ثقلی بین گاز و نفت یا نفت و آب را در مقایسه با مخازن تک تخلخلی کاهش می­دهد.

این امر در مقایسه با مخازن تک تخلخلی نشان می­دهد که بازیافت نفت با یک ضخامت نفتی مساوی از یک بلوک نفتی در مخزن شکاف­دار بازیافتی کمتر از مخازن تک تخلخلی پیوسته دارد. این امر به دلیل وجود « ارتفاع ناحیه نگهدارنده »16  و « خصوصیت موئینگی سنگ مخزن»17 است. در واقع در مخازن شکاف­دار، ضخامت کل سنگ مخزن در جهت عمودی به قطعات یا بلوکهای جدا از هم تقسیم می­شود و این بلوک­ها به طور مشابه با خصوصیاتی متفاوت تکرا می­شوند. در صورتی که در مخازن تک تخلخلی در وضعیت فوق این گونه قطعات جدا از هم وجود ندارد. لذا میزان نفت غیر قابل استحصال در مخان تک تخلخلی بیش از مخازن شکافدار بوده و در حالیکه سرعت استحصال نفت در مخازن شکاف­دار نسبت به مخازن تک تخلخلی در شرایط مساوی بالاتر است.

بعضی از افراد به دلیل عدم شناخت مکانیسم بازیافت نفت در مخازن شکاف­دار استنباط نادرستی دارند. و تصور می­کنند که در مخازن شکاف­دار همواره یک فشار « موئینگی پیوسته»18 درون بافتی وجود دارد. تولید از مخازن شکاف­دار در کشورهای مختلف نشان می­دهد که در بهره­برداری دراز مدت از آنها، فرایند « موئینگی پیوسته » در این گونه مخازن قابل توجه نیست؛ برای مثال، اگر فشار موئینگی درون بافتی پیوسته­ای در میادین هفتکل یا آغاجاری وجود می­داشت میزان بازیافت نفت از آنها به وسیله گاز به 60 درصد می­رسید، در حالی که ضریب بازیافت نفت در میدان هفتکل در بخش گازی آن به حدود 28 درصد و در آغاجاری به 35 درصد می­رسد.

ب ـ کاربرد روش امتزاجی جهت بالا بردن ضریب بازیافت نفت در مخازن شکاف­دار، مستلزم استفاده از حجم زیادی کندانسه است که این امر از نظر اقتصادی توجیه پذیر نیست.

بنابراین نتیجه می­گیریم که فرایند جا به جایی نفت از طریق گاز یا آب در مخازن شکاف­دار و تک تخلخلی مشابه یکدیگر است، با این تفاوت که بازیافت نفت در مخازن شکاف­دار به دلیل شکستگی سنگ مخزن و کوتاه شدن ارتفاع بلوک­های ماتریسی کمتر از مخازن تک تخلخلی است.

1. چرا ضریب بازیافت نفت از مخازن ایران در مقایسه با نقاط دیگرجهان پایین تر است؟

قبل از ورود به این بحث لازم است مکانیسم­های جا به جایی نفت را به دو روش زیر مورد بررسی قرار دهیم.

الف ـ « جا به جایی نفت به طرف جلو»19 یا به عبارت بهتر « جا به جایی با استفاده از فشار»20

ب ـ جا به جایی از طریق « ریزش ثقلی» یا به عبارت بهتر « جا به جایی به صورت طبیعی »21

که بر اثر اختلاف وزن مخصوص بین مایع تزریقی و نفت ایجاد می­شود. این فرایند در یک سیستم متخلخل مرتفع به صورت فیزیکی اندازه­گیری شده22، و به لحاظ نظری نیز مشخص شده است23 که اختلاف فاحشی بین بازیافت نفت در دو روش فوق الذکر وجود دارد. بازیافت نفت با روش کندتر « ریزش ثقلی» از بازیافت نفت با روش سریع « جا به جایی رو به جلو» بیشتر است.

اما در اوایل دوره تولید، روش بازیافت نفت از طریق جا به جایی سریع رو به جلو از روش جریان نفت از طریق ریزش ثقلی، عملکرد بهتری دارد. بر اساس میزان تزریق، بازیافت نفت از طریق ریزش ثقلی می­تواند تا دو برابر روش جا به جایی رو به جلو یا « استفاده از فشار» باشد24.

از مجموعه بررسی­ها چنین بر می­آید که باز یافت نفت در مخازن تک تخلخلی اصولاً تابعی است از نفوذپذیری سنگ مخزن، سرعت جا به جایی، فشار موئینگی و میزان « سیال دوستی»25 سنگ مخزن. در صورتی که سایر عوامل فوق ثابت فرض شوند، میزان نفت اشباع شده باقیمانده تابعی از سرعت جا به جایی نفت خواهد بود. در این صورت در حالت جا به جایی از طریق ریزش ثقلی، میزان نفت باقی مانده کمتر و در حالت جا به جایی با فشار یا رو به جلو، میزان نفت باقی مانده بیشتر خواهد بود.

قابل ذکر است که در مخازن شکاف­دار، شکستگی­ها به مثابه محدود یا اضلاع بلوکها عمل می­کند و به همین دلیل فرایند جا به جایی رو به جلوی نفت در چنین سیستمی به جز در حوزه­های خیلی نزدیک به چاه­های تزریقی کارامد نیست.

فرایند سریع جا به جایی نفت به طرف جلو، همرا با فشار موئینگی چندان قابل توجه نیست، زیرا نیروهای « گرانروی»26  در حال حرکت از نیروهای ناشی از فشار موئینگی بیشتر است. این در حالی است که در فرآیند جا به جایی بر اساس ریزش ثقلی، به علت آهسته بودن جا به جایی، فشار موئینگی نقش بارزی در نگهداری نفت در بلوکها ایفا می­کند. از طرف دیگر، سرعت بالای تزریق در سیستم تک تخلخلی موجب می­شود که سیال تزریقی از بخش میانی خلل و فرج­های کوچک عبور نموده و لذا نفت قابل ملاحظه­ای بر جای می­گذارد.

برای مقایسه عوامل کاهش بازیافت نفت ازمخازن ایران با مخازنی که دارای بازیافت بالاتری هستند لزوماً باید این مخازن را تحت شرایط یکسان مقایسه کرد. به عبارت دیگر، ناچاریم پرتقال را با پرتقال و سیب را با سیب مقایسه کنیم، نه اینکه سیب را با پرتقال.

به عنوان مثال ما نمی­توانیم میدان نفتی «لالی»27 ایران را با 10 درصد باز یافت با مخزن «لیک ویو»28واقع در امریکا با77 در صد بازیافت مقایسه کنیم. مخزن لالی مخزنی سنگ آهکی شکاف دار با میانگین نفوذ پذیری 1/0 میلی دارسی با فشار موئینگی بالا و عمدتاً «نفت دوست»29 است، در صورتی که مخزن لیک ویو30 مخزنی تک تخلخلی از جنس سنگ ماسه­ای با نفوذپذیری 2000 میلی دارسی و با فشار موئینگی بسیار پایین و «آب دوست»31 است. اگر مخزن لالی در امریکا کشف و از آن بهره­برداری می­شد حتی 10 درصد نفت آن را بهره­برداری نمی­کردند زیرا آنها با استفاده از روش سریع در بهره­برداری، این میدان را بسیار کمتر از آنچه که می­توانست تولید کند به اتمام میرساندند.

 مثال مناسب دیگر مقایسه مخزن شکاف دار «اسپرا­بری»32 در امریکا با میانگین نفوذ پذیری 1/0 میلی دارسی با میدان نفتی هفتکل در ایران است.این دومیدان دارای نفوذ پذیری تقریباً یکسان هستند، اما میزان نسبی تولید روزانه از میدان نسبی هفتکل به مراتب پایین تر از میدان اسپرابری در ابتدای بهره­برداری می­باشد.

ضریب بازیافت نفت به صورت طبیعی در هفتکل حدود 22 درصد است در صورتی که ضریب باز یافت طبیعی نفت در میدان اسپرابری کمتر از 8 درصد بوده است، ولی آنها بیش از 3000 حلقه چاه در ایران حفر کردند، در حالی که میزان نفت در جا در این میدان 2 میلیارد بشکه و میزان نفت در جا در میدان هفتکل حدود 7 میلیارد بشکه  است و حال آنکه تنها حدود 40 حلقه چاه در آن حفر شده است. پس از یک دوره کوتاه برداشت نفت به صورت طبیعی از میدان اسپرابری، برای مدت طولانی آب و متعاقب آن برای مدت کوتاهی co2  تزریق شد، در نتیجه کل بازیافت نفت از مخزن فوق تا کنون حدود 12 درصد بوده است.

در صورتی که فشار میدان نفتی هفتکل را به حد اولیه آن در تاج مخزن یعنی PSI 1420 33 رسانده شود، ضریب بازیافت نفت این مخزن به بیش از 27 درصد می­رسد. از سوی دیگر اگر می­توانستیم فشار مخزن هفتکل را به حد اولیه فشار مخزن اسپرابری یعنی معادل PSI2250 افزایش دهیم، ضریب بازیافت نفت مخزن فوق به حدود 35 درصد می­توانست برسد.

تفاوت اصلی بازیافت نفت در میدان هفتکل و اسپرابری نشان دهنده آن است که میدان هفتکل اولاً با سرمایه­گذاری بسیار پایین تر به نحو بهتر و صحیح تری بهره­برداری شده است و ثانیاً تخلیه سریع از مخازن شکاف­دار، همواره افت شدیدی در بازیافت نفت به دنبال دارد.

نمونه­های بالا نشانگر آن است که مخازن ایران با حداکثر ضریب بازدهی، تحت شرایط تخلیه طبیعی قرار داشته­اند و نباید آنها را با مخازنی که از ویژگی­های دیگری برخوردارند مقایسه کرد. در حقیقت ضریب بازیافت نفت در مخازن مشابه در کشور امریکا یا هر جای دیگر، فاصله بسیار زیادی با ضریب بازیافت نفت در ایران دارد، چنان که به نمونه­ای از آن در مورد هفتکل اشاره شد. بنابراین ضریب بازیافت نفت در ایران را نباید با هیچ جای دیگر جهان که دارای خصوصیات مخزنی متفاوت و دارای طبیعت تولیدی خاص خود است و یا از ویژگی­های دیگری برخوردارند مقایسه کرد.

با وجود این، در مطالعه تطبیقی ضرایب نفت از مخازن شکاف­دار ایران با مخازن مشابه در سایر نقاط جهان باید به موارد زیر توجه کرد.

الف ـ کشورهایی که دارای مخازن شکاف­دار از جنس سنگ آهک هستند ( مشابه آن چه در ایران وجود دارد ) غالباً در تملک شرکتهای دولتی است، مانند کشورهای مکزیک، عراق، عمان، لیبی و سوریه. این کشورها اطلاعات کافی در مورد ذخایر نفتی خود منتشر نمی­کنند، به ویژه در مورد ضریب بازیافت نفت از آنها.

ب ـ مخازن نفت کشورهای فوق عموماً شکاف دار است، اما برای مثال مخازن نفتی کشور مکزیک غالباً دارای فشار بسیار بالاتری از « فشار نقطه اشباع»34 است و بخش عمده­ای از بازیافت نفت ناشی از جریان انبساط سیال در سنگ مخزن است، در صورتی که بیشتر میدان­های نفت ایران از ابتدا در حدود فشار نقطه اشباع هستند و از انبساط سیال بسیار کمتری برخوردارند.

بنابراین برای مقایسه ضرایب بازیافت نفت از مخازن مکزیک با مخازن ایران در شرایط تقریباً یکسان، باید میزان بازیافت نفت را از فشار نقطه اشباع تا پایان طول عمر مخزن محاسبه و مقایسه کرد.

ج ـ بعضی از مخازن کشورهای فوق الذکر، حاوی غارهای بزرگ است مانند میدان نفتی کرکوک در عراق35 و یا قوار در عربستان و بعضی دیگر حاوی «حفره­های کوچک»36 مانند بسیاری از ذخایر نفتی مکزیک. ضریب بازیافت نفت از این مخازن به دلیل وجود غارهای بزرگ نفتی یا حوزه­ها به مراتب بیش از ذخایر مشابه آن در ایران است.

د ـ حدود 15 مخزن شکاف­دار در قسمت شمال شرقی سوریه وجود دارد که دارای نفت تقریباً سنگین و فشار کم است. این مخازن به وسیله متخصصین شوروی سابق و بدون تجربه کافی مورد بهره­برداری قرار گرفته بود. میزان بازدهی این مخازن کمتر 16 درصد گزارش شده است که نسبت به موارد مشابه آن در ایران پایین تر است.

ه ـ در بسیاری از نشریات نفتی به میزان « تولید ـ فشار» مخازن مختلف اشاره می­شود، ولی هیچ گاه از بازیافت نهایی دراین مخازن ذکری به میان نمی­آید. این گونه نشریات معمولاً به میزان نفتی که در مدت زمانی معین استخراج می­شود تکیه می­کنند، بنابراین مرجع هستند و کافی در زمینه مقایسه مخازن وجود ندارد.

از توضیحات بالا پیچیدگی مسئله تا حدودی روشن می­شود. به هر حال بر اساس اطلاعات منتشر شده  موجود در مورد مخازنی که تا حدودی مشابه مخازن ایران هستند می­توانیم از روش­های درجه بندی استفاده کنیم تا تخمین بهتری از ضریب بازیافت به دست آوردیم. در ذیل به چند نمونه دیگر از این موارد اشاره می­کنیم.

1-1. میدان نفتی فهود ( عمان )37

این میدان از جنس سنگ آهک با فشار کم و دارای نفت سبک است، شبیه آن چه در هفتکل وجود دارد. فرق اصلی این دو مخزن، ارتفاع بلوکهای آنها و نفوذپذیری سنگ مخزن است. در مخزن هفتکل ارتفاع بلوکهای ماتریسی حدود 10 پا نفوذپذیری 2/0 میلی دارسی است، در حالیکه در میدان نفتی فهود ار تفاع بلوکها بیش از 200 فوت و نفوذپذیری حدود 10 میلی دارسی است.  میزان نفت اشباع  باقیمانده در بخش گازی سنگ مخزن که به وسیله روش « نمودارگیری خاص»38 اندازه­گیری شده در چاه­های میدان نفتی فهود، حدود 40 درصد و در میدان هفتکل حدود 70 درصد است.

دلیل این اختلاف زیاد، اختلاف بین اندازه بلوکها و شاخص منحنی فشار موئینگی است که چندین سال قبل از اندازه­گیری­های میدان نفتی فهود برای مخزن هفتکل ترسیم شده بود. شاخص فشار موئینگی این دو میدان کاملاً مشابه و هر دو دارای Sorg 39 حدود 40 درصد است.

با وجودی که در میدان هفتکل، میزان نفوذپذیری حدود 50 بار کمتر از میدان فهود است، عملکرد هر دو میدان رفتار مشابهی را نشان می­دهند، در حالی که این عملکرد باید تا حدودی کمتر از میدان فهود باشد. دلیل عمده این امر آن است که نفت تولیدی از میدان هفتکل با سرعت کمتری از میدان فهود صورت گرفته است.

از سال 1972 تا 1987 در میدان نفتی فهود، تولید نفت همراه با تزریق آب انجام می­گرفته است. این آب تزریقی در بازیافت نفت از سنگ مخزن ، تأثیر بسیار کمی داشته و بخش زیادی از آب تزریقی از چاههای مجاور استخراج شده است. از این رو تزریق آب به درون چاههای این میدان پس از 15 سال متوقف شده است.

این فقط قسمتی از متن مقاله است . جهت دریافت کل متن مقاله ، لطفا آن را خریداری نمایید

دانلود مقاله اصول کاربردی مهندسی مخازن نفت

اختصاصی از زد فایل دانلود مقاله اصول کاربردی مهندسی مخازن نفت دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

توده های نفت و گاز در داخل تله های زیر زمینی ای یافت می شوند که به واسطه ی خصوصیات ساختاری یا چینه ای شکل گرفته اند . خوشبختانه توده های نفت و گاز معمولادر قسمت های متخلخل تر و نفوذپذیرتر بسترها که عمدتا ماسه ها،سنگ های ماسه ای ،سنگ های آهکی و دولومیتهایند و نیز در منافذ بین دندانه ای یا فضای منافذ با درزها،شکاف ها و فعالیت محلول ایجاد شده اند یافت از مخازن هیدروکربنی به طور هیدرولیکی حجم های مختلفی از سنگ های دارای آب که سفره های آبی نامیده می شوند مرتبط اند.بسیاری از مخازن در حوزه های وسیع رسوبی قرار گرفته و در سفره ی آب عمومی مشترک اند.در این حالت ،به واسطه ی ارتباطی که سیالات از طریق سفره ی آبی دارند ، بهره برداری از مخزن باعث افت فشار در مخازن دیگر خواهد شد. در بعضی موارد،تمامی تله ی زیرزمینی با نفت یا گاز پر شده است که دراین حالت تله و مخزن یکسانند.

در شرایط اولیه ی مخزن ،سیالات هیدروکربنی به حالت تک فاز یا دو فازند . حالت تک فاز ممکن است فاز مایع باشد که تمام گاز موجود در نفت حل شدهاست. در این حالت ذخایر گاز طبیعی محلول باید همانند ذخایر نفت خام برآورد شوند.از طرف دیگر،حالت تک فاز ممکن است فاز گاز باشد. اگر در فاز گاز هیدروکربن های تبخیر شده ای وجود داشته باشند که درسطح زمین به صورت مایعات گاز طبیعی قابل بازیابی باشند،این مخزن را مخزن گاز میعانی یا مخزن گاز تقطیری(نام قدیمی تر )می نامند. در این حالت ،ذخایر مایعات همراه موجود(میعانی یا تقطیری )باید هماند ذخایر گاز برآورده شوند. زمانی که توده ی هیدروکربنی به صورت دو فاز باشد،فاز بخار را کلاهک گازی می نامند و فاز مایعی که در زیر آن واقع می شود،منطقه ی نفتی نام دارد. در اینجا 4 نوع ذخایر هیدروکربنی وجود خواهند داشت:

گاز آزاد یا گاز همراه ،گاز محلول، نفت موجود در منطقه ی نفتی ،مایعات گاز طبیعی

که از کلاهک گازی بازیابی می شوند.

منشاء نفت مواد آلی موجود در موجوداتزنده است. قبل از دوره کامبرین به علت عدم و یا کمی موجودات زنده، در رسوبات مربوطبه این دوران نشانه ای از مواد آلی و در نتیجه نفت وجود ندارد. اما بعد از این دورهبقایای جانوران و گیاهان همراه رسوبات ته نشین شدند و رسوبات بعدی آنها را مدفونکردند.

مواد آلیموجود در جانوران و گیاهان نسبت به مواد اکسید کننده بسیار حساس هستند و اگر درمعرض این مواد قرار گیرند تجزیه می شوند.

بنابراین درهنگام ته نشین شدن مواد آلی اگر در معرض اکسید کننده ها قرار گیرند دیگر نفتی درکار نخواهد بود. اما اگر رسوب گذاری به سرعت انجام شود و مواد آلی در زیر رسوباتمدفون شوند دیگر فرصتی برای اکسید کننده ها باقی نخواهد ماند تا مواد آلی را اکسیدکرده و باعث از بین رفتن آنها شوند.پس یکی از شرایط بوجودآمدن نفت سرعت در هنگامرسوب گذاری مواد آلی است

مواد آلی در لایه های زیرین، دراثر فشار و حرارت ابتدا به کروژن بعد به آسفالت و در پایان به پترولیوم تبدیل میشوند. این فرایندها از لحاظ بیوژنتیک بررسی می شوند و برای تبدیل به انواع مختلفرنج ها، فشار مشخص لازم است.

این فرایند ها در سنگ منشأاتفاق می افتد. سنگ منشأ معمولاً کم تخلخل است و به علت فشار لایه های بالایی،پترولیوم از سنگ منشاء حرکت می کند. این فرایند را مهاجرت اولیه گویند. بعد اینمواد از لایه هابه سمت سنگ مخزن حرکت می کنند. این فرایند را مهاجرت ثانویه گویند.

حرکت پترولیوم تا زمانی که هیدروکربن ها به تله بیفتند ادامه خواهد داشت. بدین صورت که این هیدروکربن ها بصورت جاری و یا منقطع ازمیان لایه های توارا به طرف این تله حرکت می کنند. این تله نفتی، مخزن نام دارد کهباید دارای خواص توارایی و تخلخل خوبی باشد.

زمانی که نفتقابل توجهی در مخازن نفتی جمع شود این مکان را میدان نفتی گویند. یک میدان نفتیدارای شرایط خاصی می باشد که مهمترین آنها عبارتند از:

1)پوش سنگ 2) سنگ مخزن 3) سنگ منشاء 4) مهاجرت 5) تله نفتی

1- سنگ مخزن:

سنگیتراوا و متخلخل است علت تخلخل آن برای داشتن فضای کافی برای نگهداری هیدروکربن ها وتراوایی آن برای قدرت عبور و حرکت دهی هیدروکربن ها به طرف چاههای نفت که این ازمهمترین عوامل است.

مخازن معمولاً از ماسه سنگ و یا سنگآهک است. ماسه سنگ دارای تراوای بالایی است و جزء مخازن خوب است. ولی بعضی مخازن ازجنس سنگ آهک است با تراوایی بالا علت این امر وجود شکافهایی در این مخازن که باعثشده تراوایی سنگ مخزن ما بالا بیایید. اما به علت اختلاف فاز تر و غیر تر در انواعگوناگون مخازن، کیفیت مخزنی نیز متفاوت خواهد بود. در مخازن ماسه ای فاز تر نفت ولیدر آهکی آب می باشد. بنابراین در مخازن ماسه ای نفت با فشار تمایل به خروج از مخزنرا داشته در صورتی که این مسئله در مخازن آهکی کاملا متفاوت بوده و این آب است کهتمایل دارد با فشار خارج شود.

 نفوذ پذیری سنگ مخزن ( Permeability )

بنا بر تعریف ، نفوذپذیری عبارت است از قدرت تراوایی سیال در درون سنگ ، تراوایی بستگی به خواص سنگ دارد .اگر تمام نفوذ سنگ مخزن به وسیله ی پیک نوع سیال پر شده باشد ، به آن نفوذ پذیری مطلق گفته می شود . وجود دو یا سه سیال گوناگون در کنار هم در مقدار جریان هر یک در سنگ اثر می گذارد و بدین ترتیب ضریب نفوذ پذیری تغییر می کند . بعنوان مثال اگر منافذ سنگ از نفت و آب پر شده باشد نفوذ پذیری سنگ برای نفت کمتر از حالتی خواهد بود که مخزن فقط از نفت اشباع شده باشد . نفوذ پذیری موثر یک سیال عبارت از نفوذ پذیری آن در حالتی است که درصد حجمی اشباع سیال در محیط متخلخل کمتر از 100 باشد . نفوذ پذیری نیز با رابطه زیر تعریف می شود:

نفوذ پذیری

حرکت سیال درمحیط متخلخل با محیط غیر متخلخل تفاوت دارد . حرکت سیال در محیط متخلخل نخستین بار توسط هنری دارسی ( Henry Darcy) هیدرولوژیست فرانسوی بر روی فیلتر های ماسه ای آب بررسی شد . وی معادله ای تجربی در سال 1856 به دست آورد که معادله ی دارسی نامیده شد .

 معادله دارسی (Darcy Equation )

معادله پیشنهادی دارسی برای عبور جریان آب از درون یک محیط متخلخل به صورت زیر بیان شد .

 که در این رابطه :

q دبی جریان آب برحسب سانتیمتر مکعب بر ثانیه

A سطح مقطع عمود بر جریان

 و  به ترتیب فشار آب ورودی و خروجی مخزن

L  طول محیط متخلخل

و c ضریب ثابتی است که بستگی به تراوایی محیط متخلخل نسبت به سیال دارد .

معادله ی دارسی برای عبور جریان سیالات نفتی درمخازن با شرایط زیر درست است :

منافذ سنگ به وسیله ی یک نوع سیال پر شده باشد ( نفوذ پذیری مطلق )

جریان یکنواخت ( steady state) باشد ،

دما ثابت باشد .

جریان سیال آرام ( Laminar) باشد .

جریان سیال خطی و افقی باشد

گرانوی سیال ثابت باشد .

 K عبارت از نفوذپذیری سیال در لایه متخلخل و  گرانوی سیال است.

 2- پوش سنگ:

این سنگ برخلاف سنگ مخزن از تراوایی و تخلخل بسیارپایین برخوردار است که مانع فرار نفت از طرف این سنگ است. پوش سنگ می تواند در بالاو یادر اطراف سنگ مخزن وجود داشته باشد و بر اساس نوع مخزن اشکال متفاوتی را داراباشد. عدم وجود پوش سنگ موجب فرار نفت از سنگ مخزن شده ودر این صورت مخزن نفتیموجود نخواهد بود. در ایران بهترین پوش سنگ در مناطق نفت خیز جنوب سازند گچساران میباشد.

3- تله نفتی:

این همان شکل مخزن است که باعث می شود با کمک پوشسنگ نفت را در خود ذخیرهکند. بطور کلی سه نوع مخزن داریم:

الف)‌ ساختمانی

ب) استراتیگرافیک

ج) مختلط

که بسته به تغییرات ساختمانی و یا رخساره ای و سنگشناسی ازهم متمایزند.

الف) ساختمانی

این مخزن براساس تغییرات ساختمانی درون زمین بوجود می آید. که از مهمترینآنها می توان چین ها و گسل ها را نام برد. که در اینها اتفاقات ساختمانی زمین باعثجابجایی لایه ها و قرار گرفتن سنگ مخزن و پوش سنگ بصورتی می شود که پتانسیل ذخیرهنفت را داشته باشند.

 ب) استراتیگرافیک

که بر اساس تغییرات رخساره ای و سنگ شناسی بوجود می آید. یعنی گونه هایمتفاوت سنگ ها در اثر عوامل مختلف به جز ساختمانی در کنار هم قرار خواهند گرفتبگونه ای که شرایط تجمع نفت بوجود آید. در مخازن نیز باید به مسأله کلوژر توجهداشت. بدین معنی که به عنوان مثال طاقدیس ما ممکن است تمامی شرایط ذخیره نفت راداشته باشد ولی بگونه ای باشد که نفت نتواند در آن جمع شود.

بطور کلی برای بوجود آمدن یک مخزن نفت باید عواملزیر موجود باشد:

1-مبدا هیدروژن و کربن که از گیاهان وحیوانات زمینی و دریایی مدفون شده در زیر گل و لای در مکانی که زمانی دریا بودهاست.

2- شرایطی بوجود بیاید تا این نباتات و حیوانات تجزیهشده و هیدروژن وکربن حاصل از آن با هم ترکیب شوند و نفت و گاز طبیعی را بوجودبیاورند.

3- سنگهای متخلخل وجود داشته باشد تا هیدروکربنبتواند از جائیکه تشکیل شده حرکت (مهاجرت) کند.

4-طبقه غیرقابل نفوذی وجود داشته باشد تا از حرکت بیشتر هیدروکربن جلوگیری کند (cap rock) وآنرا بصورت جمع آوری شده در مخازن نفتی نگهدارد. تقریبا در تمام منابع نفتی مقداریگاز در نفت بصورت حل شده وجود دارد که سبب ذخیره سازی انرژی گاز بصورت انرژیپتانسیل است و در هنگام بهره برداری سبب می شود که نفت به همراه گاز به سطح زمینانتقال یابد. در بعضی مواقع مقدار این گاز آنقدر زیاد است که ضمن آنکه مقداری درنفت حل شده مقدار زیادی بطور گاز ؛آزاد در بالای نفت با فشار زیاد جمع میشود کهاصطلاحا کلاهک گاز (gas cap) گویند و بهره برداری نفت با آن خیلی بیشتر از راندنتوسط گاز حل شده به تنهایی است.

از دید فنی ،انواع مختلف مخازن را می توان با توجه به موقعیت اولیه ی دما و فشار مخزن نسبت به ناحیه ی 2 فاز(گاز و مایع) تعریف کرد که معمولا روی نمودارهای فازی دما-فشار نشان داده می شود.در شکل 1-1 ،نمودرا فازی دما-فشار برای سیال مخزن خاصی نشان داده شده است. ناحیه ی سمت چپ نمودار به پایین که با خطوط نقاط حباب و نقاط شبنم محصور گردیده،محدوده ای است مرکب از دما و فشارهایی که درآن هر دو فاز مایع و گاز وجودخواهند داشت.منحنی های درون ناحیه ی دوفازی،درصدی از حجم کل هیدروکربن را نشان می دهند که به ازای مقادیر مختلف دما و فشار به صورت مایع است.در آغاز،هر توده ی هیدروکربنی نمودار حالت مخصوص خود را خواهد داشتکه فقط به ترکیب آن توده بستگی دارد .مخزن محتوی سیال شکل 1-1 را که در ابتدا در دمای 300درجه فارنهایت و فشارpsia3700 (نقطه A ) قرار دارد را در نظر بگیرید.از آنجایی که این نقطه در خارج از ناحیه ی دو فاز قرار می گیرد،بالطبع به حالت تک فاز است و ماده ای که درنقطه ی A واقع شده معمولا گاز نامیده می شود.از آنجا که دمای سیال باقیمانده در مخزن ضمن بهره برداری در 300درجه فارنهایت ثابت باقی می ماند ، واضح است که وقتی فشار در طول مسیرA کاهش می یابد، سیال همچنان در حالت تک فاز یا حالت گازی باقی خواهد ماند.علاوه بر این ،هنگامی که مخزن تخلیه می شود، ترکیب سیال تولیدی چاه تغییر نخواهد کرد. این حالت در هر توده ای از این ترکیب تا آنجا که دمای مخزن به دمای کریکاندنترم یا حداکثر دمای حالت دوفازی (25 در این مثال)نرسیده صحیح است. هرچند سیال باقیمانده در مخزن به حالت تک فاز باقس می ماند ، در عین حال سیالی که از درون چاه و در تفکیک کننده های سرچاه تولید می شودو همان ترکیب را داراست ممکن است به دلیل کاتهش دما ، به فرض مسیر A وارد ناحیه یدو فاز شود. این امر، به دلیلی است که برای تولید مایع میعانی در سطح چاه از گاز درون مخزن. البته اگر دمای کریکاندنترم سیالی برای مثال کمتر از50 باشد، در این صورت در دمای معمولی محیط ، در سطح چاه فقط گاز وجود خواهد داشت که چنین محصولی  گاز خشک نامیده می شود.

با وجود این ممکن است این گاز محتوای اجزای مایع باشد که می توان آن را با عملیات جداسازی در دمای پایین یا در کارخانه های بنزین طبیعی حذف کرد . این بار مخزنی محتوی همان سیال در شکل 1-1 است.

شامل 83 صفحه فایل word قابل ویرایش

پروژه با عنوان: بررسی رفتار مخازن تحت فشار استوانه ای از جنس فولاد با روش المان محدود توسط نرم افزار ANSYS

اختصاصی از زد فایل پروژه با عنوان: بررسی رفتار مخازن تحت فشار استوانه ای از جنس فولاد با روش المان محدود توسط نرم افزار ANSYS دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

همانطور که می دانیم مخازن تحت فشار از جمله تجهیزاتی هستند که در شاخه نفت، پتروشیمی و در اغلب صنایع اصلی نظیر نیروگاه ها و حمل و نقل از کاربرد ویژه و قابل توجهی برخوردار بوده و از این رو توجه به مقوله طراحی و ساخت آنها از اهمیت ویژه ای برخوردار است. در این پروژه به بررسی رفتار یک مخزن تحت فشار استوانه از جنس فولاد با روش المان محدود توسط نرم افزار ANSYS می پردازیم. بررسی نتایج، بحرانی بودن ناحیه مجاورت فیلت که دیواره ستون عمودی مخزن به سر آن متصل می شود را نشان می دهد...

پروژه بررسی رفتار مخازن تحت فشار استوانه ای از جنس فولاد با روش المان محدود توسط نرم افزار ANSYS، مشتمل بر 6 فصل، 50 صفحه، به زبان فارسی، تایپ شده، به همراه تصاویر، با فرمت word، به ترتیب زیر گردآوری شده است:

فصل 1: مقدمه

• مقدمه
• تعریف مخازن تحت فشار
• روش های ساخت مخازن تحت فشار
• مواد مورد استفاده در مخازن تحت فشار
• انواع مخازن تحت فشار
• کاربرد مخازن تحت فشار

فصل 2: روش اجزاء محدود

• مقدمه
• آشنایی با روش اجزاء محدود
• معرفی نرم افزار انسیس

فصل 3: تعریف مساله و حل

• مراحل تحلیل یک مخزن با انسیس
• انتخاب واحدها
• انتخاب المان
• تعریف خواص ماده
• مدل سازی
• مش بندی
• تعییین قیود
• بارگذاری
• حل مساله

فصل 4: نتایج و بحث

فصل 5: نتیجه گیری و پیشنهاد

فصل 6: منابع

پیوست

جهت خرید پروژه بررسی رفتار مخازن تحت فشار استوانه ای از جنس فولاد با روش المان محدود توسط نرم افزار ANSYS، به مبلغ فقط 7000 تومان و دانلود آن بر لینک پرداخت و دانلود در پنجره زیر کلیک نمایید.

!!لطفا قبل از خرید از فرشگاه اینترنتی کتیا طراح برتر قیمت محصولات ما را با سایر فروشگاه ها و محصولات آن ها مقایسه نمایید!!

!!!تخفیف ویژه برای کاربران ویژه!!!

با خرید حداقل 20000 (بیست هزارتومان) از محصولات فروشگاه اینترنتی کتیا طراح برتر برای شما کد تخفیف ارسال خواهد شد. با داشتن این کد از این پس می توانید سایر محصولات فروشگاه را با 20% تخفیف خریداری نمایید. کافی است پس از انجام 20000 تومان خرید موفق عبارت درخواست کد تخفیف، شماره همراه و ایمیلی که موقع خرید ثبت نمودید را به ایمیل فروشگاه ([e-mail]) ارسال نمایید. همکاران ما پس از بررسی درخواست، کد تخفیف را به ایمیل شما ارسال خواهند نمود.

دانلود تحقیق ازدیاد برداشت از مخازن نفتی به روش میکروبی

اختصاصی از زد فایل دانلود تحقیق ازدیاد برداشت از مخازن نفتی به روش میکروبی دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .

یکی از کاربردهای بیوتکنولوژی، استفاده از ریزسازواره­ها (میکروارگانیزم‌ها) در صنایع نفتی می‌باشد. این کاربرد, با توجه به گستردگی صنعت نفت در کشور ما بایستی مورد توجه خاص قرار گیرد. مطلب زیر از طرف خانم اعظم لقمانی برای شبکه ارسال شده است که در پروژة کارشناسی ارشد خود (در دانشگاه صنعتی امیرکبیر), بر روی ازدیاد برداشت از مخازن نفتی با استفاده از ریزسازواره‌ها، تحقیقاتی آزمایشگاهی داشته و در این رابطه مقالاتی نیز در ششمین کنفرانس ملی مهندسی شیمی و دومین همایش ملی بیوتکنولوژی ایران ارائه کرده است:

استفاده از میکروب‌ها در ازدیاد برداشت نفت بحث جدیدی نیست. اولین مورد مکتوب، در سال 1913 مربوط به ج.ب.دیویس (J.B.Davis) است. در سال 1946، سی.ای.زوبل (c.a.zobell) فرایندی برای بازیافت ثانویه نفت با استفاده از میکروب‌های بی‌هوازی و مکانیزم انحلال مواد معدنی سولفاتی ثبت کرد.

اولین آزمایش میدانی ازدیاد برداشت نفت به‌روش میکروبی (MEOR)، در سال 1954 در یکی از میادین نفتی آرکانزاس انجام گرفت. اما با وجود موفق بودن، به‌دلیل در دسترس بودن منابع نفتی ارزان‌قیمت، این شیوه‌ها کنار گذاشته شدند. در دهة 1970 مجدداً به‌دلیل ناپایداری قیمت نفت و گرایش به بیوتکنولوژی، این شیوه‌ها مورد توجه قرار گرفتند. از 1980 به بعد به‌دلیل افزایش قیمت نفت در کشورهای گوناگون، این روش‌ها کم و بیش متداول شدند و به‌نظر می‌رسد که در آینده تنها شیوة افزایش برداشت عملی باشند.

مخازن مناسب برای MEOR باید واجد شرایط زیر باشند:

دما کمتر از C ˚75، شوری تا ppm 100000، pH بین 4 تا 9 ، تراوایی بیش از mD 75، سنگینی نفت بر اساس API بیش از 18، فشار تا atm12000 و عمق کمتر از m3500. در این میان بیشترین تاثیر مربوط به دما و تراوایی است. میکروب‌ها با سازوکارهای مختلفی به شرح زیر به افزایش برداشت نفت کمک می‌کنند:

1- تولید اسید آلی که منجر به انحلال سنگ‌های کربناتی و توسعة کانال‌ها می‌شود. 

2-احیاء گوگرد در ترکیبات گچی و انیدریدی و مواد معدنی سولفاتی که نفت به دام افتاده درآنها را آزاد می‌کند.

3- تولید گازهایی از قبیل متان، دی‌اکسیدکربن، هیدروژن و نیتروژن که نفت را از فضاهای مرده به خارج می‌رانند.

4-تولید حلال‌های مختلف از قبیل اتانول، استون و الکل که با انحلال یا تورم رسوبات آلی به تحرک فاز نفت کمک می‌کنند.

5- تولید مواد فعال سطحی و دترجنت که کشش سطحی وکشش فصل مشترک نفت و آب را کم می‌کنند و نفت را از سنگ جدا می‌کنند.

6- تولید بیوپلیمر که به‌طور انتخابی، مناطقی با تراوایی بالاتر را مسدود نموده، در نتیجه جریان سیال به طرف نقاطی با تراوایی کمتر هدایت می‌شود.

7- تجزیه مولکول‌های هیدروکربنی بزرگ و کاهش گرانروی نفت.

باکتری مناسب برای MEOR باید:

• کوچک باشد،
• رشد سریعی داشته و از تحرک لازم برای انتقال در داخل چاه برخوردار باشد،

3- ترکیبات متابولیکی مناسب از قبیل گاز و اسید و حلال تولیدکند،
4- قادر به تحمل شرایط محیطی خشن از قبیل دما و فشار و شوری بالا باشد،

 5- برای رشد و متابولیسم به مواد مغذی پیچیده نیاز نداشته باشد،

6-بتواند مواد ضدخوردگی و میکروب‌کش را به خوبی تحمل کند،

7- در حضور فلور میکروبی چاه جمعیت غالب باشد .

8- بتواند شرایط بدون اکسیژن یا غلظت اندک آن را تحمل کند.

بازیافت نفت به شیوه افزایش یافته عوامل میکروبی یا MEOR

یک اصل پایه درزمینه عوامل میکروبی وفیلم با لایه ای بسیار ظریف بیولوژیکی = بیوفیلم اصول وقواعد مکانیکی MEOR دریک سطح مولکولی در حقیقت کاملاً ساده است اما بایستی جهت حصول ودستیابی به میزان بازدهی بالا ودرجه تاثیر فرآیند مذکور اصول مکانیکی بطور کامل شناخته شود عوامل میکروبی موجود درروش MEOR استفاده ساده از هیدروکربن ها ومیکرواورگانیزم های غیر بیماری زامی باشد

شامل 68 صفحه فایل word قابل ویرایش